Hasil Pencarian  ::  Simpan CSV :: Kembali

"[ABSTRAKPengembangan lapangan gas laut dalam memiliki tantangan teknis, terkait fasilitasproduksi dan teknologi untuk dapat memproduksikan migas pada kondisilingkungan yang ekstrem. Disamping itu, biaya yang diperlukan lebih besardibandingkan pengembangan lapangan laut dangkal. Dalam penelitian inidilakukan analisa secara teknis dan ekonomis terhadap pengembangan lapangangas laut dalam di Selat Makasar dengan metode subsea tieback, denganmemanfaatkan kapasitas tersedia dari floating production unit (FPU) yang sudahada. Analisa teknis meliputi penentuan ukuran pipa (flowline) optimal, yang dapatmemenuhi target deliverabilitas gas, memenuhi kriteria teknis lainnya, sertaanalisa flow assurance, khususnya mitigasi hidrat untuk menjaminkeberlangsungan aliran fluida dari sumur bawah laut hingga ke titik jual. Darianalisa teknis akan didapatkan beberapa konfigurasi ukuran pipa dan mitigasihidrat. Analisa ekonomi meliputi perhitungan biaya investasi untuk setiap opsiyang memenuhi kriteria teknis, kemudian dilanjutkan penghitungan parameterkeekonomian berdasarkan aturan Production Sharing Contract (PSC) yangberlaku di Indonesia. Dengan harga gas 6 US$/mmbtu, didapatkan nilaiGovernment Take (GT) 609 juta US$ dan Internal rate of Return (IRR) 15.13%.Sensitivitas analisis dilakukan dengan variasi harga jual gas dan mengubahbesaran kontraktor split untuk meningkatkan IRR sehingga dapat mencapai nilaiyang masih dapat diterima dari sisi Kontraktor. Untuk mendapatkan IRR yanglebih besar dari 20%, diperlukan kontraktor split sebesar 48%. Hasil analisakeekonomian dapat menjadi pertimbangan dalam penentuan besaran kontraktorsplit untuk pengembangan lapangan gas laut dalam.

---

ABSTRACTDeepwater gas field development has technical challenges, related to productionfacilities and technology that can be used for producing oil and gas in the extremeambient conditions. The required cost is also higher than shallow water. Thisresearch analyzed technical and economical aspect of deepwater gas fielddevelopment at Makasar Strait using subsea tieback method, which utilize theavailable capacity from existing Floating Production Unit (FPU). Technicalanalysis include selection the optimum flowline size, which meet the gasdeliverability and other criteria as well. It also cover the flow assurance analysis,particularly hydrate mitigation, to ensure the flow continuity of oil and gas fromsubsea well to the sales point. Economic analysis include the calculation ofinvestment cost on each option that meet the technical criteria above. Thencontinued with calculation of economic parameter based on applicable IndonesiaProduction Sharing Contract (PSC) scheme. With gas price of 6 US$/mmbtu, willgive Government Take (GT) of 609 million US$ and Internal rate of Return(IRR) 15.13%. Sensitivity analysis has been done by varrying the gas sale priceand changing the percentage of contractor split to increase the IRR to meet thevalue that still acceptable from Contractor side. Contractor split of 48% isrequired to achieve IRR higher than 20%. This economic analysis result couldbecome a consideration in defining the percentage of Contractor Split fordeepwater gas development.;Deepwater gas field development has technical challenges, related to productionfacilities and technology that can be used for producing oil and gas in the extremeambient conditions. The required cost is also higher than shallow water. Thisresearch analyzed technical and economical aspect of deepwater gas fielddevelopment at Makasar Strait using subsea tieback method, which utilize theavailable capacity from existing Floating Production Unit (FPU). Technicalanalysis include selection the optimum flowline size, which meet the gasdeliverability and other criteria as well. It also cover the flow assurance analysis,particularly hydrate mitigation, to ensure the flow continuity of oil and gas fromsubsea well to the sales point. Economic analysis include the calculation ofinvestment cost on each option that meet the technical criteria above. Thencontinued with calculation of economic parameter based on applicable IndonesiaProduction Sharing Contract (PSC) scheme. With gas price of 6 US$/mmbtu, willgive Government Take (GT) of 609 million US$ and Internal rate of Return(IRR) 15.13%. Sensitivity analysis has been done by varrying the gas sale priceand changing the percentage of contractor split to increase the IRR to meet thevalue that still acceptable from Contractor side. Contractor split of 48% isrequired to achieve IRR higher than 20%. This economic analysis result couldbecome a consideration in defining the percentage of Contractor Split fordeepwater gas development., Deepwater gas field development has technical challenges, related to productionfacilities and technology that can be used for producing oil and gas in the extremeambient conditions. The required cost is also higher than shallow water. Thisresearch analyzed technical and economical aspect of deepwater gas fielddevelopment at Makasar Strait using subsea tieback method, which utilize theavailable capacity from existing Floating Production Unit (FPU). Technicalanalysis include selection the optimum flowline size, which meet the gasdeliverability and other criteria as well. It also cover the flow assurance analysis,particularly hydrate mitigation, to ensure the flow continuity of oil and gas fromsubsea well to the sales point. Economic analysis include the calculation ofinvestment cost on each option that meet the technical criteria above. Thencontinued with calculation of economic parameter based on applicable IndonesiaProduction Sharing Contract (PSC) scheme. With gas price of 6 US$/mmbtu, willgive Government Take (GT) of 609 million US$ and Internal rate of Return(IRR) 15.13%. Sensitivity analysis has been done by varrying the gas sale priceand changing the percentage of contractor split to increase the IRR to meet thevalue that still acceptable from Contractor side. Contractor split of 48% isrequired to achieve IRR higher than 20%. This economic analysis result couldbecome a consideration in defining the percentage of Contractor Split fordeepwater gas development.]"

"ABSTRAKPengembangan lapangan gas greenfield laut dalam memiliki tantangan teknis dan ekonomis, terkait dengan teknologi dan fasilitas produksi yang baru untuk dapat memproduksikan gas pada kondisi lingkungan yang ekstrem. Dalam penelitian ini dilakukan analisa secara teknis dan ekonomis terhadap pengembangan lapangan gas greenfield laut dalam dengan metode pengembangan sistem produksi bawah laut. Analisa teknis meliputi analisa flow assurance, khususnya strategi manajemen hidrat untuk menjamin keberlangsungan aliran gas dari sumur bawah laut hingga ke titik jual. Dari analisa teknis didapatkan konfigurasi pencegahan dan penghilangan hidrat. Analisa ekonomi mencakup perhitungan biaya investasi pada setiap alternatif konfigurasi yang memenuhi kriteria teknis, kemudian dilanjutkan dengan perhitungan keekonomian berdasarkan skema PSC yang berlaku di Indonesia. Dengan harga gas ekspor dan domestik sebesar 11/MMBTU dan 7/MMBTU, konfigurasi MEG dengan teknologi MRU adalah yang paling optimum karena memberikan IRR dan NPV yang terbesar yaitu sebesar 14,8 dan 794,5 juta US . Berdasarkan hasil sensitivitas keekonomian, CAPEX, harga gas ekspor dan hasil bagi untuk kontraktor memberikan pengaruh terbesar untuk IRR dan NPV, sedangkan OPEX memberikan pengaruh yang terkecil. Untuk mendapatkan minimum IRR sebesar 18 yang dipersyaratkan oleh regulator, CAPEX perlu ditekan sebesar 10 dan dengan besaran hasil bagi untuk kontraktor minimum sebesar 50.

---

ABSTRACTDeepwater gas greenfield development has technical and economic challenges, related to new technology and production facilities and that can be used for producing gas in the extreme ambient conditions. Technical analysis includes flow assurance analysis, selection of hydrate inhibitors MEG MeOH and determine minimum injection flow rate of hydrate inhibitors and hydrate remediation strategy. Economic analysis includes the calculation of investment cost on each configuration that meets the technical criteria above. Then continue with calculation of economic parameter based on applicable Indonesia PSC scheme. With export gas and domestic gas price 11 MMBTU and 7 MMBTU, MEG with MRU technology is the most optimum because it provides the largest IRR 14.8 and NPV 794.5 million US . Based on IRR and NPV sensitivity analysis CAPEX, export gas price and contractor split have significant effect to IRR and NPV otherwise OPEX has the most un significant effect to IRR and NPV. To obtain the minimum IRR of 18 required by the regulator, CAPEX needs to be reduced by 10 and by changing the contractor split by a minimum of 50 for contractor."

"Penemuan lapangan gas besar di Indonesia saat ini semakin sulit sehingga jumlah cadangan gas akan semakin menurun. Cadangan gas yang tersisa adalah cadangan yang belum termonetisasi karena marjinal untuk dikembangkan. Produksi gas nasional dapat ditingkatkan dengan monetisasi cadangan gas baru atau yang sudah ditemukan terutama pada lapangan gas marjinal yang jumlahnya sangat banyak. Lapangan gas marjinal dapat disebabkan oleh keterbatasan jumlah cadangan, lokasi yang jauh dari fasilitas produksi ataupun kandungan impuritis hidrokarbon yang tinggi (H2S, CO2). Lapangan gas marjinal SS merupakan lapangan gas yang berada di lepas pantai pulau Kalimantan dan berjarak 30 km dari fasilitas produksi terdekat dengan perkiraan jumlah cadangan gas 765 Bcf. Metode yang dilakukan untuk dapat mengembangkan lapangan gas marjinal SS agar menguntungkan adalah dengan melakukan perhitungan multi skenario pengembangan lapangan menggunakan simulasi produksi terintegrasi untuk mendapatkan perkiraan produksi dan menggunakan cost estimation software untuk menghitung biaya yang dibutuhkan untuk pengembangan lapangan. Multi skenario pengembangan lapangan dibuat berdasarkan faktor teknis yang sangat mempengaruhi pada lapangan gas marjinal SS yaitu pemilihan penggunaan sumur vertikal atau horizontal, pemilihan laju produksi gas mulai dari 90 MMSCFD hingga 140 MMSCFD dan pemilihan ukuran diameter pipeline dari 16 inci hingga 30 inci. Setelah itu dilakukan perhitungan perkiraan produksi dan perhitungan biaya pengembangan lapangan gas marjinal SS sebagai dasar untuk perhitungan keekonomian dan melakukan analisis sensitivitas. Hasil dari multi skenario pengembangan lapangan gas marjinal SS adalah skenario pengembangan lapangan yang memberikan keuntungan terbesar yaitu menggunakan jenis sumur horizontal dengan jumlah sumur 8, laju produksi gas 140 MMSCFD, ukuran diameter pipeline 18 inci dan komulatif produksi 574.62 Bcf dengan total biaya pengembangan lapangan adalah USD 432 Million. Hasil perhitungan keekonomian skenario ini dapat memberikan keuntungan net present value (NPV) USD 75.14 Million dan internal rate of return (IRR) 15.88% sehingga lapangan gas SS dapat dikembangkan secara menguntungkan. Adapun faktor yang paling mempengaruhi keekonomian dari analisis sensitivitas adalah perubahan harga gas.

---

The discovery of large gas fields in Indonesia is currently increasingly difficult, so that the amount of gas reserves will decrease. The remaining gas reserves are reserves that have not been monetized because they are marginal to develop. National gas production can be increased by monetizing new or discovered gas reserves, especially in the large number of marginal gas fields. Marginal gas fields can be caused by limited reserves, remote locations from production facilities or high levels of hydrocarbon impurities (H2S, CO2). The SS marginal gas field is a gas field located off the coast of the island of Kalimantan and is 30 km from the nearest production facility with an estimated total gas reserve of 765 Bcf. The method used to make the SS marginal gas field profitable is to calculate multi-scenario field developments using integrated production simulations to obtain production estimates and use cost estimation software to calculate the costs required for field development. Multi-scenario field development is made based on technical factors that greatly affect the SS marginal gas field, namely selecting the use of vertical or horizontal wells, selecting gas production rates from 90 MMSCFD to 140 MMSCFD and selecting pipeline diameter sizes from 16 inches to 30 inches. After that, the calculation of production estimates and the calculation of the cost of developing the SS marginal gas field is carried out as a basis for economic calculations and conducting a sensitivity analysis. The results of the multi-scenario development of the SS marginal gas field are the scenarios that provide the greatest profit, namely using a horizontal well type with a total of 8 wells, a gas production rate of 140 MMSCFD, a pipeline diameter of 18 inches and a cumulative production of 574.62 Bcf with a total field development cost of USD 432 Million. The results of the economic calculation of this scenario can provide a net present value (NPV) profit of USD 75.14 Million and an internal rate of return (IRR) of 15.88% so that the SS gas field can be developed profitably. The factor that most influences the economics of the sensitivity analysis is the change in gas prices."

"Pengembangan lapangan stranded menjadi perhatian utama saat ini, bagaimana menjadikannya sebagai asset yang berharga. Operator blok offshore Natuna berupaya keras dalam melakukan evaluasi terhadap dua lapangan temuan minyak dan gas bumi yang belum dikembangkan, yang teridentifikasi sebagai lapangan marjinal yang memiliki cadangan kecil, jauh dari infrastrutur, biaya pengembangan tinggi dan sisa durasi umur PSC yang pendek. Tujuan dari kajian ini adalah memonetisasi asset yang belum dikembangkan agar dapat memberikan nilai tambah yang maksimal baik bagi Pemerintah maupun Kontraktor KKS dengan menentukan desain fasilitas produksi, nilai keekonomian dan akhirnya memilih skenario pengembangan terbaik. Melalui analisa tekno-ekonomi melalui implementasi teknologi tepat guna, menilai skenario pengembangan dan mengubah cara pandang dalam perspektif keekonomian sebagai metode riset. Hasil kajian ini menunjukkan bahwa skenario pengembangan secara terintegrasi memberikan nilai ekonomi terbaik pada IRR 18,5% dan NPV Kontraktor sebesar US$44,5 Juta dengan estimasi Pendapatan Pemerintah hingga 39,7%, dengan demikian melalui kajian ini berhasil mengubah paradigma lapangan stranded yang marjinal menjadi asset produktif yang berharga.

---

Nowadays, the development of the stranded oil and gas field has become the main concern, how to make it a valuable asset. The Natuna offshore block operator is doing a deep evaluation of two undeveloped oil and gas discovery fields that are identified as marginal fields, which have a small reserve, a remote area, high development costs, and a short remaining PSC expiry duration. The purpose of this study is to monetize undeveloped assets in order to provide maximum added value for the government and PSC contractors by determining facility design and economic values and finally selecting the best development scenario. Through the techno-economic analysis using the implementation of fit-for-purpose technology, assessing development scenarios, and changing economic perspectives as a research methodology, the results of this study show that an integrated development scenario provides best economic value at IRR 18,5% and NPV Kontraktor US$44,5 Juta with Government Take up to 39,7%; therefore, the study has successfully changed the paradigm of stranded fields, which are marginal, into valuable productive assets."

"Pemanfaatan gas di lapangan plant X menjadi LPG akan dilakukan analisis teknologi dan ekonomi karena kontrak distribusi gas ke PT.B akan berakhir di tahun 2014. Dalam rangka meningkatkan nilai tambah pada pemanfaatan gas pada plant X, untuk itu perlu analisis tekno-ekonomi ekstraksi gas LPG yaitu pertama dengan evaluasi teknologi metode proses Isopressure open refrigerant (IPOR), Cascaded refrigerant dan Cryogenic turbo expander refrigerat. Kedua dengan skenario atau skema bisnis yang meliputi membangun investasi fasilitas proses LPG, menyewa fasilitas proses LPG dan memperpanjang kontrak (jual putus). Dari 3 simulasi teknologi NGL recovery yang mempunyai produksi LPG terbanyak, efisiensi recovery propane & butane tertinggi dan CAPEX & OPEX rendah yaitu pada simulasi Isopressure open refrigerant (IPOR) dengan hasil produksi LPG sebesar 384.1 ton/day, efisiensi LPG recovery sebesar 99.99%, CAPEX sebesar U$ 97,141,680.10 dan OPEX sebesar U$ 13,409,703.93. Untuk analisis keekonomian yang skema dengan NPV tertinggi yaitu skema kontrak jual putus karena komposisi propane dan butane pada gas umpan rendah 4.4% mol. Sedangkan analisis sensitivitas menunjukan pasokan gas umpan, gas komposisi dan harga LPG yang paling berpengaruh terhadap terjadinya perubahan IRR dan NPV.

---

Gas utilization at field plant X becomes LPG product need to review technology and economic analysis because of the contract will be end flow to PT.B in 2014. In order to increase the value added in the gas utilization plant X, it is necessary techno-economic analysis of LPG gas extraction are first, evaluation technologies process method Isopressure open refrigeration (IPOR), Cascaded refrigeration and Cryogenic turbo expander refrigeration. Second, scenarios or business scheme includes building a process facility LPG, hire LPG processing facility and extend the contract.

The results from 3 simulations NGL recovery is IPOR simulation with LPG production with 384.1 ton/day, high efficiency LPG recovery with 99.99%, CAPEX with U$ 97,141,680.10 and OPEX with U$ 13,409,703.93. For the economic analysis of the scheme highest NPV is extend contract because of the lowest propane and butane on feed gas with 4.4% mol. Meanwhile sensitivity analysis economic are showing of the supply feed gas, composition gas and LPG prices that involved impact to IRR and NPV values."

"Berdasarkan data di lapangan minyak, ditemukan bahwa energi potensial yang dapat dihasilkan adalah berupa tambahan Produksi Minyak Mentah dari hasil limbah Produksi yang dihasilkan ke permukaan. Kondisi sumur dangkal di lapangan ini yang berada pada kisaran 300 ft – 500 ft menyebabkan tekanan lapisan penutup yang rendah sehingga karakter sumur di lapangan Batang sangat berpasir. Pasir dari sumur akan terbawa saat dipompa ke stasiun pengumpulan dan selama pekerjaan sand bailing. Hal ini mengakibatkan limbah B3 dari pasir terbawa dan bercampur minyak dalam jumlah yang sangat besar mencapai 500 ton per tahun atau 357 m3. Potensi minyak mentah yang terbawa dalam pasir diperkirakan mencapai 50% dari 357 m3 yang dapat diolah kembali menjadi minyak mentah menggunakan separator yang dirancang khusus sesuai dengan karakteristik pasir yang dihasilkan. Hal ini dapat mengakibatkan tambahan produksi sekitar 1500 barel minyak per tahun dan pengurangan pembuangan limbah B3 sehingga dapat mengefisienkan biaya penanganan limbah karena jumlah pasir yang terkontaminasi jauh berkurang. Tujuan penelitian ini adalah untuk merancang alat khusus melakukan ekstraksi Minyak dari pasir minyak, mengetahui jumlah peningkatan produksi Crude oil yang bisa dihasilkan, mengetahui hasil perhitungan tekno ekonomi penggunaan sand extraction equipment.

---

Based on the data in the oil field, it was found that the potential energy that can be generated is in the form of additional Crude oil Production from the results produced waste to the surface. The condition of shallow wells in this field which is in the range of 300 ft - 500 ft causes low overburden pressure so that the character of the well in the Batang field is very sandy. Sand from the well will be carried away as it is pumped to the collection station and during sand bailing work. This results in B3 waste from sand carried and mixed with oil in very large quantities reaching 500 tons per year or 357 m3. The potential for crude oil carried in the sand is estimated to reach 50% of the 357 m3 which can be reprocessed into crude oil using a separator especially designed according to the characteristics of the resulting sand. This can result in additional production of about 1500 barrels of oil per year and a reduction in the disposal of B3 waste so that it can make waste handling costs efficient because the amount of contaminated sand is much reduced. The purpose of this study was to design a special tool for extracting oil from oil sands, to find out the amount of increase in Crude oil production that can be produced, to find out the results of techno-economic calculations using sand extraction equipment."

"Penelitian ini dilakukan analisa geospasial, tekno ekonomi terhadap potensi pengembangan produksi hydrogen hijau di Indonesia. dengan bahan sumber daya energi terbarukan khususnya dari energi matahari dan energi angin. Melalui pemodelan geospasial dengan memanfaatkan teknologi geographic information system (GIS), potensi teknis dari sumber daya alam di suatu wilayah dapat diidentifikasi secara visual. Area yang memadai untuk dikembangkan sebagai lokasi pembangkit energi terbarukan yang akan diintegrasikan dengan fasilitas produksi hydrogen hijau dapat diestimasi dari sisi kuantitas, lebih lanjut identifikasi ini dapat membantu dalam menilai kelayakan ekonomis terhadap pengembangan jenis sumber energi. Analisa terkait aspek teknis dilakukan melalui perhitungan estimasi energi yang dapat dihasilkan dari tenaga surya dan tenaga angin. Sedangkan analisa ekonomi dilakukan melalui estimasi nilai Levelized Cost of Energy (LCOE) dan Levelized Cost of Hydrogen (LCOH) maupun perbandingan berdasarkan data penelitian yang telah ada. Penelitian berbasis pemodelan spasial dan tekno-ekonomis dinilai mampu memberi pandangan umum terkait potensi produksi hydrogen hijau dari energi terbarukan serta biaya produksinya dalam skala nasional, serta diharapkan dapat menjadi salah satu metodologi standar untuk diterapkan dalam memproyeksi pengembangan proyek produksi hydrogen hijau di masa mendatang. Hasil studi ini menunjukkan bahwa pembangkit energi terbarukan berbasiskan energi matahari dan energi angin cukup potensial untuk dikembangkan secara nasional, dengan catatan pemilihan lokasi dilakukan dengan seksama untuk menghindari konflik terkait tata guna lahan. Meskipun demikian secara umum biaya produksi hydrogen saat ini dinilai masih cukup tinggi dibandingkan komoditas energi lainnya akibat faktor biaya produksi energi terbarukan serta biaya teknologi electrolysis yang relatif cukup tinggi, dibandingkan energi fosil. Pada akhirnya pengembangan industry hydrogen hijau secara nasional patut didukung dengan mempersiapkan infrastruktur penunjang baik berupa infrastruktur fisik maupun kebijakan yang berpihak terhadap industry terkait di sektor hulu maupun hilir.

---

This thesis presents a geospatial techno-economic analysis on the potential of low-cost and large-scale green hydrogen production in Indonesia. In this study, the potential of the hydrogen production using power feedstock sources from solar energy, wind power energy will be analysed. Utilizing geographic information system (GIS), a technical potential and economic assessment of hydrogen production can be visually depicted. The geospatial model visualizes the suitable areas potential for green hydrogen production sourcing from solar irradiation and wind energy system. The technical aspect of hydrogen potential is determined by the yield of the solar or wind system, based on currents knowledge of technologies. While the economic assessment is determined by the levelized cost of energy and hydrogen, LCOE and LCOH using cost input data. The research based on spatial modelling gives a general overview of the production price and potential-of green hydrogen generation from intermittent renewables sources on a national level. geospatial techno-economic analysis proves to be a suitable method to visualize the future hydrogen production development Our rough estimation shows that large-scale PV, wind farm integrated with hydrogen production potential could be potentially developed throughout the country. However, the economic scale may not be sufficient due to higher price of renewables electricity than current fossil fuel based of energy and high electrolyzer cost technology. Consequently, in order to support developing national green hydrogen strategies will require an integrated planning supported by dedicated infrastructure as well as right policy framework."

"Lingkungan kita sedang terancam oleh gas rumah kaca dari proses pembakaran gas. Sekitar 4 MMSCFD dikontribusikan oleh gas suar dari lapangan X. Studi ini akan membahas aspek tekno-ekonomi dari teknologi pemanfaatan gas suar. Dalam tulisan ini, tiga metode gas alam terkompresi, Gas Pipa dan gas ke listrik yang dikombinasikan dengan CNG. Menurut hasil, produksi metode pemanfaatan gas suar metode CNG adalah teknologi yang paling ekonomis dengan memiliki IRR yang lebih besar, laba tahunan sekitar $ 4,23 juta, dan waktu pengembalian 1,62 tahun. Analisis ini menunjukkan ada peningkatan nilai ekonomi gas suar dan peningkatan perlindungan lingkungan.

---

Our environment is being endangered by greenhouse gases from gas flaring processes. Approximately 4 MMSCFD is contributed by flare gas from X field. This Study would discuss a techno-economic aspect of flare gas utilization technology. In this paper, three methods of compressed natural gas, pipeline gas and gas to wire was combined with CNG. According to the results, the production of the CNG method of flare gas utilization is the most economical technology; with has a greater IRR, an annual profit of about $4,23 million, and a payback period of 1,62 years. Analysis shows there improved economic gas flare value and improvement environmental protection."

"ABSTRAKPenggunaan jalur produksi tunggal (single production line) akan diterapkan padaproyek pengembangan lapangan gas “A” yang berada di laut dalam. Pemakaianjalur produksi tunggal menghadapi tantangan yang berkaitan dengan kemampuanalir gas ketika operasional produksi dan pigging dilakukan. Saat piggingberlangsung, pig diluncurkan dengan hanya mengandalkan fluida gas dan tekanandari sumur saja. Potensi masalah yang mungkin terjadi adalah terbentuknya hidratdan aliran slug. Studi flow assurance dilakukan untuk mempelajari perilaku aliransaat operasi dan pigging berlangsung. Studi dilakukan pada kondisi steady state(tunak) dan transient untuk jalur produksi tunggal menghasilkan desain teknisjalur pipa dengan diameter 10” dan insulasi setebal 20 mm. Simulasi operasionalpigging menghasilkan strategi optimal berupa pengaturan laju alir 50 MMscfd dantekanan separator 80 bara sehingga dihasilkan kecepatan pig optimal 3.5 m/sselama 30 menit. Analisis biaya CAPEX dan OPEX memberikan penghematanbiaya penggunaan jalur produksi tunggal sebesar 57% dibandingkan dengan jalurproduksi ganda.

---

ABSTRACTThe use of a single production line will be applied to the deep water gasdevelopment project "A". The single production line face the challengesassociated with gas flow assurance when production and pigging operationsperformed. At pigging operation, pig propelled by simply relying on the pressurefrom the gas wells. The potential problem that might be occured is the formationof hydrates and slug flow. Flow assurance studies conducted to study the behaviorof gas flow and pigging operation. Studies conducted at steady state and transientfor a single production line result technical design of pipelines with a diameter of10" and 20 mm thick insulation. Pigging operation simulation results the optimalstrategy with the setting of flow rate: 50 MMscfd and pressure separator: 80 barato produce optimal speed 3.5 m / s of pig movement for 30 minutes. CAPEX andOPEX cost analysis provide cost savings using a single production line by 57%compared with double production lines."

"Pengembangan proyek lapangan minyak dan gas merupakan prosedur kompleks yang melibatkan banyak risiko. Oleh karena itu, studi manajemen risiko sangat penting untuk mencapai keunggulan kompetitif jangka panjang dan mencapai keseimbangan antara paparan terhadap risiko dan penciptaan nilai bisnis yang diharapkan. Sebagai industri hulu migas, Conrad Asia Energy Ltd. sedang fokus pada tahap pengembangan produksi di Duyung PSC, kawasan seluas 927 km2 di Provinsi Kepulauan Riau, perairan Indonesia di kawasan Natuna Barat. Perusahan ini menemukan sumur Mako South-1, yang memiliki tangki gas metana kontinu dengan pengotor minimal dan reservoir produktif dengan permeabilitas tinggi. Hasilnya, rencana pengembangan (POD) Lapangan Gas Mako disahkan, yang mengubah PSC dari eksplorasi ke eksploitasi. Empat tahapan proyek pengembangan Lapangan Gas Mako adalah Select, Define, Execute, dan Operate. Proyek ini saat ini sedang dalam tahap Define, dan tahun 2025 ditetapkan sebagai tanggal Ready for Start-Up (RFSU). Tujuan dari penelitian ini adalah untuk menguji faktor-faktor risiko yang terkait dengan proyek pengembangan Lapangan Gas Mako dan memberikan saran untuk menentukan prioritas dan mitigasi risiko selama proyek berlangsung. Dengan menggunakan Metode Best-Worst (BWM), sebuah teknik baru untuk memecahkan masalah pengambilan keputusan multi-kriteria (MCDM), prioritas risiko proyek pengembangan Lapangan Gas Mako telah tercapai. Berbeda dengan metode konvensional, model prioritas risiko yang diusulkan menerapkan tingkat kepentingan risiko pada nilai kemungkinan dan tingkat keparahan risiko ketika menentukan ukuran risiko, karena berbagai risiko diberi bobot yang berbeda. Oleh karena itu, upaya ini akan memberikan hasil yang lebih menyeluruh dan obyektif, dengan mempertimbangkan pentingnya risiko, dan memanfaatkan sumber daya yang dialokasikan untuk inisiatif pengurangan risiko dengan lebih baik. Pemeringkatan prioritas risiko didukung oleh analisis Pareto, yang menunjukkan bahwa 80% pelaksanaan proyek dipengaruhi oleh 20% risiko—atau 12 risiko yang teridentifikasi—dalam analisis.

---

The development of oil and gas field projects is a complex procedure that involves numerous risks. Consequently, risk management studies are essential to achieving long-term competitive advantages and striking a balance between exposure to risk and expected business value creation. As an upstream oil and gas industry, Conrad Asia Energy Ltd. is focusing on the development stage of production in the Duyung PSC, a 927 km2 area in the Riau Islands Province, Indonesian waters in the West Natuna area. The company discovered The Mako South-1 well, featuring a continuous methane gas tank with minimal impurities and a productive reservoir with high permeability. As a result, the plan of development (POD) for the Mako Gas Field was authorised, moving the PSC from exploration to exploitation. The four phases of the Mako Gas Field development project are Select, Define, Execute, and Operate. The project is in the Define stage now, with 2025 designated as the Ready for Start-Up (RFSU) date. The objective of this research is to examine the risk factors associated with the Mako Gas Field development project and offer suggestions for risk prioritisation and mitigation throughout the course of the project. Using the Best-Worst Method (BWM), a novel technique to solve multi-criteria decision-making (MCDM) problems, the risk prioritisation of the Mako Gas Field development project has been achieved. As opposed to the conventional method, the proposed risk prioritisation model applies the risk importance level to the likelihood and severity values of the risk when determining the risk size, as various risks are assigned different weights. It will therefore get more thorough and objective results, considering the relative importance of the risks, and make better use of the resources allotted for risk reduction initiatives. The risk priority ranking is supported by a Pareto analysis, which shows that 80% of the project's execution is impacted by 20% of the risks—or 12 identified risks in the analysis."